维度网讯，2026年，中国核电进入积极安全有序发展的新阶段，截至4月底在运核准在建装机突破1.25亿千瓦，在建规模连续多年位居全球第一。然而，多数省份市场化结算均价已低于机组核准上网电价，巨额固定资产折旧与财务费用难以通过电能量市场有效回收，而采用容量电价机制又存在适配缺陷。在此背景下，探索一种能够稳定收益、兼顾市场效率与系统安全的新型机制，已成为保障核电可持续发展、支撑新型电力系统建设的关键命题。

一、中国核电规模化发展与市场化挑战

在“双碳”目标驱动下，中国核电进入积极安全有序发展的新阶段。目前，在运机组62台、装机6614.2万千瓦；核准在建机组50台、装机5931.3万千瓦。“华龙一号”批量化建设稳步推进，国核一号、高温气冷堆等先进堆型落地示范。WANO综合指数位居世界前列，安全业绩优异，基荷电源属性极为突出。

与此同时，随着新一轮电力体制改革全面推开，现货市场建设加速，核电参与市场竞争已成大势所趋。在广东、浙江、福建等核电大省，核电入市电量比例迅速攀升。2026年，受中长期及现货市场价格持续走低影响，全国多数省份核电市场化结算均价已低于机组核准上网电价。这使得核电依靠电能量市场收入覆盖巨额的固定资产折旧、财务费用和合理回报变得异常困难。核心难题浮出水面：既要以市场化方式调度、发现价格，又要保证核电这种投资巨大、零碳基荷的电源回收固定成本并持续运行。究竟哪一条路径更契合核电的本质特性，值得深入辨析。

二、参与路径辨析与机制适配逻辑

（一）发电侧可靠容量补偿机制：以容量为核心，难解核电之渴

2023年11月，国家建立煤电容量电价制度，按固定成本的一定比例给予补偿，2026年1月，国家发展改革委、国家能源局于2026年初联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，延续全国统一固定成本回收标准，逐步提高容量电价回收固定成本的比例，促进电力市场交易和价格机制不断完善，一系列的文件旨在引导煤电向调节性、兜底性电源转型。部分观点主张核电也可据此获得容量补偿，以缓解固定成本压力。

然而，核火之间迥异的成本结构和功能定位让简单移植矛盾重重。煤电单位千瓦造价约3800元上下，配合电量收入可大致覆盖煤电平均固定成本。而核电单位千瓦投资高达1.6万~2万元，是超超临界煤电的4~5倍，部分首台套、重大专项机组投资更高。根据电力经济学原理和其他国家电力市场选取容量边际机组的原则，即可规模化投产、较高经济性、能够快速建设等，很难选取核电机组作为边际机组，若套用同一容量标准，补偿之于核电犹如杯水车薪。

（二）场外差价合约机制：以电量为锚，匹配核电基因

场外差价合约在欧洲多个核电项目实践验证，近年中国也将此用于新能源机组的市场化结算。其原理是：企业在电力市场按边际成本正常报价出清，合同结算时，若市场参考电价低于履约价，差额由合约方补足；若高于履约价，企业返还差额。

与容量补偿按机组“可用状态”付费不同，差价合约以实际发电量为结算基础。它不改变核电极低边际成本带来的“优先调度”地位，又通过金融合约精准覆盖度电成本，使核电收益明确、稳定、可预期。同时，从制度上隔离核电与灵活性需求的直接冲突。

（三）场外差价合约适配零碳基荷电源的三重核心逻辑

第一，碳排放最低的基荷电源应得到相应激励。

根据生态环境部、国家统计局、国家能源局联合发布的《关于发布2023年电力碳足迹因子数据的公告》中数据显示，核电全生命周期碳排放强度约6.5gCO₂e/kWh，远低于风电、光伏。当电网因新能源出力波动而需要调节时，若优先压减核电出力，反而会显著增加系统碳排放。从减碳全局出发，应保障核电尽量不停运、少降功率。容量补偿模式下，核电的电量收入暴露于电能量市场价格信号。差价合约可保障核电项目收益相对稳定，减小其主观压减出力的经济压力。核电将始终有意愿维持满发，充分释放零碳基荷的环境价值。

第二，以发电量为锚，精准回收高昂固定成本。

核电是典型的高资本密度行业，建设周期长，总投资巨大，固定成本占比超过70%。一座百万千瓦级“华龙一号”项目总投资可达200亿元上下，折旧、财务费用和人工等刚性支出极重，燃料变动成本占比极微。容量电价通常依据行业平均固定成本设定统一标准，难以反映不同项目造价、融资条件的千差万别，且与发电量脱钩，无法激励通过多发电来摊薄固定成本。差价合约则围绕“单位电量”做文章。在项目核准阶段，即可以真实造价、融资结构、设计利用小时等为基础，测算其平准化度电成本，并加成合理利润，得出项目特定的履约价格。发电越多，固定成本回收越充分。这与核电的基荷特性丝丝入扣，并正向激励运营方优化换料周期、延长运行时间，实现安全与效益双提升。

第三，场外安排能够隔离核电的灵活性短板，巩固系统基荷资源。

现代三代核电机组虽具备一定负荷跟随能力，但频繁大幅变功率会增加燃料元件应力疲劳，使一回路水化学控制复杂化，降低安全裕度，同时带来额外的三废处理负担和维修成本。在系统层面，核电燃料成本极低，是近乎零变动成本的零碳电力，其最佳角色是基荷提供者。

若采用容量电价模式，往往需要核电承担与容量收益对称的调频率、启停等义务，这无异于直接暴露核电的物理短板，使其陷入要容量收益还是要基荷安全的困境。

综上，核电集高昂固定成本、零碳基荷和灵活性短板三大特征于一体，需要一种将收入稳定锚定在发电量上、并且隔离短期市场波动压力的机制。场外差价合约，以精准、稳定且尊重基荷属性的方式，完整回应了核电市场化生存的核心诉求。在电力市场改革迈向构建新型电力系统的关键时期，为核电定制差价合约机制，绝非削弱竞争，而是对清洁基荷资产战略价值的理性确认。它将有力护航中国核电在安全、高效、经济的轨道上行稳致远，为实现“双碳”目标筑牢不可或缺的零碳基石。

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